发电设备状态监测及故障诊断

发电设备状态监测与故障诊断

二〇一一年八月一、状态监测与故障诊断的概念二、水轮发电机组定子绝缘监测三、主变局部放电监测技术四、水电机组振摆在线监测五、发电厂辅助泵设备在线监测六、状态监测中的趋势分析方法一、状态监测与故障诊断的概念状态监测：在对设备自身运行状态没有任何影响的情况下，通过先进的测量技术与信息处理技术，对运行状态下的电力设备直接进行实时检测与分析，判断设备运行的健康状态。状态监测既不影响系统正常的运行，又能直接反映运行中的设备状态，比停止运行时进行的离线检测更为有效、及时和可靠。

状态监测的概念状态监测的关键技术状态监测必须解决一下几点关键技术：

1、在线检测设备的安装不能影响设备的运行状态，不能给被检测的设备造成安全隐患。

2、选择的检测方法必须能较为直接地反映设备状况，与设备健康状态关联度大。

3、较为完整、准确的抗干扰体系，确保监测结果的可信度。由于运行设备一般处于工业环境，各种干扰不可避免，传感信号往往掺杂着干扰信号，因此必须使用合理的抗干扰措施。故障诊断的概念故障诊断是利用设备状态监测提供的信息，对设备运行状态和异常情况作出判断，为设备维修提供重要依据。并对故障类型、故障部位及原因进行诊断。具体来说，故障诊断的任务是实现“5W”功能，即：whether是否发生了故障？

what什么部件发生了故障？when故障时间。why故障原因。where故障具体位置。故障诊断的具体任务要顺利完成设备的故障诊断，要解决以下几点关键技术：

1、设备故障的机理研究，在理论上总结故障状态下设备运动的表现形式。

2、针对不同的诊断实体，选择合理的诊断方法。

3、建立全面的专家诊断知识库系统。故障诊断的关键技术设备状态监测与故障诊断的流程在我国电力体制下，对发电设备进行状态监测与故障诊断，具有以下意义：1）防止重大事故的发生；2）减少“非计划停机”及“非计划检修”造成的经济损失；3）减少“不必要的检修”次数。发电设备状态监测与故障诊断意义

1）发电机大轴及机架等的振摆监测，主要对大轴的转动状况与电机固定部分受力情况进行监测，预防发电机的稳定性故障。2）发电机定子绝缘监测，监测发电机定子绝缘的劣化状态，预防电机定子绕组出现接地短路、相间短路、匝间短路等故障，主要通过测量定子绝缘的局部放电实现。

3）发电机气隙、磁场监测，监测发电机定、转间气隙、磁场，获得转子外径及定子内径的最大值和最小值，防止出现转子碰撞定子的“扫膛”故障。磁场监测还能诊断转子是否出现匝间短路。

水电厂电力设备状态监测的主要内容

4）水轮机空蚀、空化监测，监测水电机组转轮的健康状况及气蚀的严重程度，预防水电机组转轮出现裂纹甚至断裂等严重故障。

5）励磁、调速系统的监测，在机组正常运行或实验状态下，通过对机组在有功、无功负荷给点变化时，相应信息量的超调、振荡次数、上升时间与调节时间反应调速、调速系统的运行状态进行监测，获得调速系统、励磁系统的整体性能。水电厂电力设备状态监测的主要内容

6）电力设备发热监测，监测电力设备的温度及温度场分布，预防由电力设备整体发热或局部过热引起的短路、设备烧毁等故障。

7）辅助系统监测，对水电厂的辅助系统包括各种泵、气机、阀门、管道等进行监测，了解这些设备的运行健康状态，防止因为辅助设备的故障导致机组的“”非计划停运”。

8）主变、GIS、套管的绝缘监测等，监测主变的、GIS绝缘状况，高压套管的介质损耗，防止高压设备绝缘击穿与短路事故发生。其中主变的油中气体分析技术，GIS局部放电超高频监测技术较为成熟，广泛应用于工业现场。水电厂电力设备状态监测的主要内容二、水轮发电机组定子绝缘监测据日本和欧洲统计资料，发电机的故障15%-25%与定子绝缘有关。因此，定子绝缘监测是发电机在线监测的重要内容之一。水轮发电机在运行过程中，定子绝缘劣化的最重要标志是局放放电，定子绝缘劣化越严重，其在高电压的作用下，产生的局部放电活动越剧烈。在通常情况下，质量良好的定子绕组在良好的工作条件下仅有少量的局部放电发生。然而，由于绕组振动和工作在高温环境下、或者由于油污、潮湿和化学物质的作用，随着定子绕组绝缘的不断恶化，局部放电将呈十倍或十倍以上的速率增长。发电机定子绝缘监测重要性发电机定子绝缘结构定子绕组嵌在定子铁芯叠成的槽中，其绝缘包括主绝缘（绕组对定子铁芯），匝间绝缘，排间绝缘。定子绕组端部裸露部分涂有半导体防晕层，定子绕组绝缘主要材料为环氧云母。对水轮发电机定子绝缘在线监测主要通过测量定子绝缘的局部放电来实现，局部放电是发生在同步电机高压定子绕组绝缘中的小电火花，是由于定子绝缘中的气隙被瞬时击穿引起的放电现象，局部放电具有放电时间短，放电频段高且脉冲频谱丰富的特征，并且局部放电释放的能量多，对绝缘的损害大，局部放电现象加剧定子绝缘劣化程度。

定子绝缘局部放电脉冲特征典型的局部放电脉冲由于水电厂现场情况复杂，空间存在着多种形式的电磁波，这些电磁波的存在将对局部放电的监测造成干扰，降低局部放电监测的可信度，因此，干扰抑制一直是局部放电在线监测中的关键技术，可以说，有效解决现场各类干扰的剔除问题，成功提取局部放电脉冲，是国际科研组织与企业一直试图解决的科技难题。局部放电在线监测另外一个关键技术是如何通过放电脉冲的波形特征及脉冲在相位上的分布特征来实现绝缘故障类型的判别与具体故障形式、故障位置的确定。定子绝缘局部放电在线监测的关键技术目前，国际上主要采用脉冲电流法测量定子绝缘的局部放电，即通过设置传感器直接测量局部放电电流。鉴于水轮发电机组的结构，应用较为广泛的方法局部放电监测方法包括：

1）中性点耦合法；2）PDA法；3）多并联支路耦合法。其中中性点耦合法包括宽带耦合法与窄带耦合法。发电机定子绝缘监测方法中性点耦合法是在水轮发电机中性点附近安装传感器来实现局部放电的监测，包括宽频带测量与窄带测量。中性点耦合法窄带测量是通过窄带测量网络组成，该网络由电感、电容与电阻组成，整个网络在电感与电容发生谐振时阻抗最小，其测量频带在谐振频率附近。窄带测量宽带测量是采用宽频带电流传感器（罗氏线圈）作为测量工具。测量时为提高灵敏度，一般要求在发电机中性点接地回路上并联电容回路，电容值的大小在1nF~6nF之间。宽带测量优点：安装位置电压较低，安全性高，且一台机组只安装一个传感器，故障点少，且投资费用少。能够测量发电机内部所有的局部放电。其他体现发电机内部运行状态的脉冲也能被监测到，有利于发电机多方面的运行状态的监测。缺点：发电机局部放电主要发生在定子高压段，离被测点距离远，因此灵敏度差，特别是窄带测量系统。对信息处理与模式识别技术的要求高。不能实现定子绝缘故障的定位。中性点耦合法的优缺点PDA监测法是在发电机每相母线出口与主变入口附近各装一个电容值（80pF）很小的高压电容传感器来达到测量局部放电目的。由于噪声抑制技术的要求，两个传感器间隔的距离长度与引入电缆的长度均需精确计算才能达到要求。

PDA监测法多并联支路耦合法是在发电机每相每个并联支路均安装一个高压电容耦合器（80pF）。由于噪声抑制的要求，每个传感器安装位置与引入电缆的长度均需精确计算才能达到要求。多并联支路耦合法

PDA法及多并联支路耦合法的优缺点优点：测量的灵敏度高。抗干扰能力强。能够实现局部放电的定位，其中PDA法能够定位到局部放电发生在同步电机的哪一相，并联支路耦合法甚至能定位局部放电发生在电机的哪个并联支路。缺点：测量位置在发电机的高压端，增加电机的故障点，存在安全隐患。安装的传感器多，价格昂贵。发电机定子绝缘局部放电的分析对水轮发电机定子绝缘局部放电的分析包括指放电标分析法与放电谱图分析法，以上两种分析方法均建立发电脉冲统计的基础上，即至少对50个工频周期的局部放电信号进行统计。放电指标分析法指标分析法主要用来判断定子绝缘是否发生故障，计算的局部放电指标包括：最大放电量平均放电量发电次数标称放电量根据国际电工组织颁布的标准，其中最大放电量和标称放电量是放映定子绝缘劣化的最重要参数放电谱图指标分析法放电谱图分析法主要用于确定局部放电的放电类型，并对具体的绝缘故障进行定位。计算的局部放电谱图包括：

最大放电量-相位谱图放电次数-相位谱图平均放电量-相位谱图放电量-相位-放电次数三维谱图其中三维放电谱图能全面的了解50个工频周期的局部放电脉冲的幅值及相位分布情况，通过对三维放电谱图的识别，能基本实现定子绝缘故障的确定。放电谱图分析法定子绝缘放电的类型

在水轮发电机中，局部放电可能在铜棒和电机接地的铁芯磁钢之间的任何气隙中产生。这些气隙包括：铜棒和绝缘体之间的气隙、绝缘材料内部的气隙、绝缘体与接地铁芯之间的气隙。此外，在电机中，线棒的绝缘外层并非都与铁芯连接，所以局部放电还会在绕组端部区域发生。对于这些区域来说，当绝缘受潮或表面污染时，会发生表面放电或闪络现象。定子绝缘放电的类型及谱图特征

根据放电位置的差异，定子绝缘的放电类型包括：内部放电：高压电机定子绕组绝缘体在层间出现气隙，在高压的作用下形成的放电；端部放电：发电机定子绕组端部的连接处，是绝缘的薄弱环节，尽管采取了一系列的措施（如防晕漆涂层和分级防晕层等），但在运行中由于振动和摩擦使防晕层损坏时，会引起端部表面放电。槽放电：槽部放电是指线圈主绝缘表面、线棒表面和槽壁之间的放电，槽放电的破坏性较大。电弧放电：定子线棒股线的疲劳断裂。断裂股线两端由于振动时断时续，形成火花放电，并且随工频电流过零而不断熄灭、重燃，形成电弧放电。

定子绝缘放电的类型及谱图特征

内部放电：

正半波和负半波放电对称定子绝缘放电的类型及谱图特征

端部放电：正半波放电幅度比负半波小的多

定子绝缘放电的类型及谱图特征

槽部放电：正半波放电幅度比负半波小，但放电次数却多定子绝缘故障诊断实例

定子绝缘故障诊断实例三、主变局部放电监测技术变压器局部放电监测的意义

美国变压器维护协会编著的《变压器维护指南》中说明：“数据证明，多数变压器的损坏，都是绝缘系统损坏造成的，其比例达到损坏变压器总数的85%”。《华东电网变压器类设备专业会议资料汇编》指出，华东电网500kV电压等级的变压器，绝缘和线圈问题仍是主要问题。统计显示，1982~2000年国内共投运500kV变压器618台（单相513台、三相105台），共有41台次发生事故，其中线圈和套管的绝缘故障占80%以上。目前，大型电力变压器主要采用油-屏障绝缘结构，在发生介质击穿之前往往表现为局部放电的逐步发展和增强，绝缘故障常常起源于局部放电造成的油/纸绝缘劣化。绝缘的劣化程度越高，局部放电活动越强烈，局部放电是绝缘发生劣化的重要征兆。

因此，变压器局部放电的在线监测对预防变压器故障意义重大。

油侵式变压器绝缘结构油侵式变压器放电类型及部位变压器局部放电特征

当变压器内部出现局部放电时，将伴随以下现象的产生，这些可以作为局部放电监测的重要依据。

1）产生放电电流，并沿联接线传播；

2）产生电磁波，在变压器箱体内部折、反射传播；

3）产生超生波，在变压器箱体内传播，并能衍射到变压器箱体外部。

4）向外辐射光信号。

5）产生强的放电能量，导致绝缘油分解而形成不同的气体。

变压器局部放电监测方法

脉冲电流法检测到的不同情况下的放电脉冲变压器局部放电监测方法

1、脉冲电流

脉冲电流法在通过监测放电电流实现局部放电的测量。一般安装电流传感器用来检测变压器套管末屏接地线、箱体接地线、中性点接地线、铁芯接地线以及绕组中由于局部放电引起的脉冲电流，获得视在放电量。脉冲电流法是研究最早、应用最广泛的一种检测方法。为了抑制噪声，提高局部放电监测的准确度，脉冲电流法一般采用极性鉴别法抑制噪声。

极性鉴别法要求在每相高压套管和高压套管末屏接地线上均套接电流传感器，一台变压器需要6个传感器变压器局部放电监测方法

2、超声波法超声波法是通过检测变压器局放产生的超声波信号来测量局放的大小和位置。其传感器一般挂在油箱外壁，超声传感器的频带约为70~150kHz（或300kHz），以避开铁芯的铁磁噪声和变压器的机械振动噪声。一般采用3~4个超声波传感器能够实现局放源定位，因而人们对超声波法的研究较为深入。

超声检测灵敏度低，主要用于定性地判断局放信号的有无，以及利用超声信号对局放源进行物理定位。在电力变压器的离线和在线检测中，它一般作为脉冲电流法的辅助测量手段。

变压器局部放电监测方法

3、光测法光测法利用局放产生的光辐射进行检测。光测法需要被检测物质对光是透明的，而变压器的箱体不满足要求，因此，光测法要求将传感器深入到变压器箱体内部，这对变压器运行造成很大的安全隐患，因而光测法在无法应用于工业现场的局放检测。

变压器局部放电监测方法

4、油中溶解气体监测法油中溶解气体分析（DGA，DissolvedGasAnalysis）法是通过检测变压器油分解产生气体的组份和浓度来确定故障状态（放电、过热等）。目前该方法已广泛应用于变压器在线监测，并建立起模式识别系统可实现故障的自动识别，是当前变压器局放检测领域比较有效的方法之一。

变压器局部放电监测方法

4、油中溶解气体监测法油中溶解气体监测法中的最重要设备是“油气分离膜”，该膜起到“阻止油分子、导通气体分子”的作用。变压器油在数据采集器内置微型油泵的作用由油气分离器油进口进入油室，经油气分离器油出口与变压器本体油形成变压器油的内部闭路循环。数据采集器进行日常周期检测时，内置微型油泵开始启动，实现检测周期内的变压器油循环，确保日常检测油样的活性并完成系统色谱检测的油气分离过程。

变压器局部放电监测方法

4、油中溶解气体监测法油中溶解气体监测法可通过检测气体的含量，各种气体的比例及其比值，某些组合气体的总浓度等来识别具体的绝缘故障或过热故障。

变压器局部放电监测方法

5、超高频监测法变压器中每一次局部放电都发生正负电荷中和，伴随有一个陡峭的电流脉冲，并向周围辐射电磁波。局部放电所辐射的电磁波的频谱特性与局放源的几何形状以及放电间隙的绝缘强度有关

。超高频监测法即通过监测电磁波来最终测量局部放电。

变压器局部放电监测方法

5、超高频监测法

超高频局部放电监测采用双臂平面阿基米德天线作为传感器，监测频率很高，在500MHz-1500MHz（通过设计天线尺寸与臂长实现），能避开电力系统的绝大多数干扰（干扰频率一般在200MHz以下）。由于超高频监测法监测频率较高，因此，在现场应用时，首先应对监测信号进行降频处理。变压器局部放电监测方法超高频监测法测量到的各种情况下主变局部放电产生的电磁波信号波形。高频电磁波经硬件降频处理后的波形。变压器局部放电监测方法变压器局部放电监测过程中，信号的分析方法、故障诊断与定位方法与发电机定子绝缘监测基本一致。超高频监测法的诊断实例

通过对放电自动识别获得结论是：油中存在金属悬浮体。停机检查后获得的结论与自动监测获得的结论完全一致。四、水电机组振摆在线监测水轮发电机振摆监测意义对于旋转机械来说，最常见的故障形式就是旋转轴系在运动过程中产生的振动故障，例如水轮发电机组最常见、最主要的故障就是振动故障，据华中电网50台4.5MW以上水轮发电机组六年运行资料的统计，大约有80%的故障或事故都在振动信息上有所反映。俄罗斯萨扬水电站的毁灭性事故起因极可能是其机组长期在振动超标的状态下运行。因此，对水轮发电机的振摆监测意义重大，有利于提前发现水电机组的多种故障，预防重大事故的发生。

水轮发电机组振摆特征水轮发电机组的振动故障具有如下特点：1.渐变性水轮发电机组与其他旋转机械相比转速明显较低，一般在50~200rpm之间，甚至更低，因此其故障的发展多是渐变的，有磨损和疲劳特征，突发恶性事故较少，即有一个从量变到质变的过程，这种特征对实施振摆在线监测非常有利。水轮发电机振摆特征

2.复杂多样性主要表现在：（1）水轮发电机组是一个涉及机械、电磁和水力的复杂系统。机组振动可能是机械、电磁、水力三者中的一种因素引起的单一振动，也可能是几种因素共同作用的耦合振动。例如水流不平衡流动会引起机组转动部分振动，而转动部分的振动又会引起转子与定子间气隙不对称变化，这个不对称变化将引起不平衡磁拉力，反过来加剧或减弱转动部分的振动（2）机组的振动一般是几种振源同时存在。（3）在机组没有发生故障时，机组也是有振动的，当振动超出允许值时，如何区分机组的振动中哪一部分是不可避免的振动，哪一部分是故障引起的振动，也有很大的困难。（4）水轮发电机组振动的故障特征往往有多方面的反映，不同的故障其特征存在着显著的交叉，故障和特征之间并不是一一对应的关系，而且一种故障在特征上有多方面的反映。同时，某一部位的超常振动可能是几种故障的叠加，而某一故障引起的振动也会在几个部位不同程度的反映出来。水轮发电机振摆特征3.不规则性由于每个水电站的设计、施工受地理位置、地质状况和经济技术等多方面的影响，每个水电站都是专门设计的。因此水电机组运行时还会受到电网、水文、气候和现场安装等诸多因素的影响，有些影响是不可预知的。这就使得不同电站，甚至同一电站的不同机组的故障情况很不一样，特殊案例比比皆是。

水轮发电机振摆原因

水电机组振动按照引起振动的原因分为以下三个部分

1.水力因素水轮发电机组的原动力是水流的冲击，水流由于与管壁的冲击，水压、流速和流向的改变等，都会产生振动，从而引起机组的振动。水力因素引起的振动主要包括：（a）尾水管内低频涡带引起的振动；（b）尾水管接近转频的脉动；（c）水轮机水封间隙不等产生的水力不平衡力；（d）蜗壳中的不均匀流场、导叶后的不均匀流场；（e）压力管道中水力振动等。水轮发电机振摆原因水力因素引起的振动的显著特征是：主要在机组带较小负荷等不稳定工况区时影响较大，当机组进入最优工况区且过机流量较大后，由水力因素引起的振动将会逐渐变小。水轮发电机振摆原因

2机械因素引起的振动水轮发电机组的旋转部件和支承结构都是按轴对称布置，以保证机组旋转过程中能够保持稳定性。如果由于某种原因偏离这种对称时，机组运行就会变成不稳定，而产生各种形式的振动。机械缺陷或故障引起的振动有共同的特点，其振动频率多为转频或转频的倍数，不平衡力一般为径向或水平方向。机械不平衡现象是较普遍存在的，尤其高水头和高转速机组的不平衡问题更显得突出，是机组的主要振源。

水轮发电机振摆原因

将引起振动的机械因素包括：

a.大轴不直

b.发电机转子和水轮机转轮质量不平衡

c.机组转动部分和固定部分的摩擦

d.导轴承瓦间隙大

e.推力瓦不平或者推力头松动

水轮发电机振摆原因

3电磁力引起的振动由于发电机某些故障或者设计方面的固有原因，使同步电机转子与定子之间的存在周期性的电磁力，将引发同步电机出现周期性的振动。电磁力引起的振动包括极频振动和转频振动,其中转频振动的振频是机组转频的整数倍，极频振动振动频率为100Hz或其整数倍。

水轮发电机振摆原因转频振动大直径水轮发电机组的主要振源之一，是由于定子内腔和转子外缘之间气隙不均匀，在定子和转子之间产生不均衡磁拉力，从而对转子和定子形成转频激扰力。定子和转子间隙不均匀的原因有：转子外缘不圆，如有的磁极突出；（a）定子内腔不圆，如某一块向内突出；（b）定子内腔和转子外缘均为圆形，但转子和定子不同心；（c）转子动、静不平衡；（d）转子各磁极电气参数相差较大或局部颈间短路等。（e）定子和转子间的间隙不等往往是由上述原因综合作用产生的，但有主有次，常以其中一种或两种原因为主。水轮发电机振摆原因2.极频振动产生极频振动的主要原因有：（a）定子分数槽次谐波磁势（b）定子并联支路内环流产生的磁势（c）负序电流引起的反转磁势（d）定子不圆、机座合缝不好（e）机组定子铁芯组合缝松动或定子铁芯松动。水轮发电机振摆特征振摆原因频率振幅质量不平衡转频随转速变化，与转速的平方成正比轴线不对中转频的1、2、3倍频成分较大随负荷变化明显轴承间隙过大低频高频都有随负荷变化明显定子绕组固定不良50Hz和100Hz振动随转速和负荷变化而变化定、转子气隙不均转频随负荷增加而增大水力不平衡转频乘以活动导叶数或轮叶数随流量变化明显，与水头关系密切；卡门涡列低频振动随流量增大而明显增大水轮机迷宫间隙不均匀转频随机组负荷和流量增大而明显增大水轮发电机振摆故障识别方法1.试验识别法1.1变转速试验分别使机组在60%-100%额定转速下旋转，测量机组典型部位的振幅和频率。在此过程中若振幅一直很大，改变转速对其影响很小，且振动频率和转速频率基本一致，则振动原因大致是轴线曲折、轴承间隙未调整好、导轴承不同心、主轴和固定部件有碰磨等原因引起。如果振幅随转速平方的增大而增大，且振动频率与转速频率一致，则振动是由转动部件不平衡引起的。1.2.变励磁试验机组在额定转速下，给转子加上励磁电流，改变励磁电流，观察各典型部位振幅的变化。若振幅随励磁电流的增大而增大，则磁拉力不平衡可能是振动的主要原因。1.3.变负荷试验检测在不同负荷情况下的振幅变化情况，如果振幅随负荷的增大而显著增大，则水力不平衡是引起机组振动的主要原因。

水轮发电机振摆故障识别方法

2、振因识别法

不同振源引起的振动，其振动特征是有差别的，最基本的特征是振动频率的不同，由振动频率的不同可以做出以下判断：a.若振动频率与机组转频一致，则可能是机组转动部分质量不平衡、轴线不对中、轴承与轴不同心、导轴承间隙大、水封间隙不等、法兰密封偏磨、转轮叶片形线不好、定子椭圆度大、转子绕组匝间短路这些原因引起的振动。b.若振动频率是发电机电流频率的两倍，则可能是定子铁芯组合缝松动、发电机负序电流引起的振动。c.若振动频率为转速频率乘以发电机磁极对数，则多半是由发电机气隙不均匀所引起的机组振动。d.若振动频率分别为转速频率乘以活动导叶数或转动频率乘以转轮叶片数，则振动分别是因导叶开口不均匀或转轮开口不均匀所致。

水轮发电机振摆故障识别方法

3、轴心轨迹识别法机组转动部分的轴心随时间变化而运动的轨迹，就是轴心轨迹，在不同工况和不同故障下，机组各部位的轴心轨迹是不同的，由机组的轴心轨迹可以做出以下判断：a.如果轴心轨迹为圆形或椭圆形，则可能是由于转子质量不平衡、轴承或支座松动等原因引起的振动。b.如果轴心轨迹为香蕉形或外8字形，则振动原因可能是定、转子碰磨、大轴对中不良、轴承间隙过大等。c.如果轴心轨迹为内8字形，则振动可能是由于油膜涡动引起。d.如果轴心轨迹为花瓣形，则可能是由于油膜振荡、定转子碰磨、尾水管涡带等原因引起的振动。不均匀或转轮开口不均匀所致。

水轮发电机振摆故障识别方法

4、由振动部位识别振动原因机组不同部位的振动，原因是不同的，因此可以从振动部位的不同来判断机组的振动原因，具体方法如下：a.若在水导轴承处的振动比其它部位较为明显，则可能是蜗壳、导叶及转轮中的水力不平衡所引起的机组振动。b.若上机架处振动较为明显，则振动原因多半来自于上导轴承缺陷（间隙摆度调整不适合）或机组轴线有曲折、机组中心发生变化或发电机零部件有缺陷或故障。

水轮发电机振摆监测系统测点布置

轴流转桨式机组的测量布置

故障诊断实例

机组更换水轮机叶片前后上机架振幅差距大，且主要表现在机组转频附近。显然是由水力因素引起的振动。

故障诊断实例

五、发电厂辅助泵设备状态监测泵设备状态监测的意义水电厂油、水、气系统设备由于其“辅助”性质，往往不被重视，或者说重视程度远不如主设备，然而，由于设计重视程度和国产设备的工艺质量，以及运行环境等种种因素影响，使机组辅助设备对发供电可靠性的影响更显突出。辅助设备的运行可靠性及自动控制操作成败，不仅直接关系到主设备运行可靠性和自动开停机成功与否，而且也直接关系到运行机制的变化，还有可能直接导致机组的非计划停运，造成较大的经济损失。泵工作的基本原理

泵处于一个闭环反馈回路中，泵启停存在一定的规律性，监测泵启动时间、停止间隔时间，能在一定程度上反映泵及相关控制回路、周围环境等的运行状态。

泵的监测方法

水电厂泵设备的在线监测包括直接监测法和间接监测法。

1）直接监测法指直接安装专用的传感器检测泵设备的电流、电压、磁场、温度，振动信号等，并对以上信号进行分析，提取水电厂辅助泵设备故障的征兆，以此反映水电厂泵设备的健康情况，诊断其是否存在故障。

2）间接监测法则在总结泵设备异常启停与对应故障的基础上，通过监测泵启、停的规律，并有机融合关联信息量，来综合反映泵设备本体、运行环境及相关因素、控制回路等的健康状态。

泵的监测方法比较

名称优点缺点直接监测法1.比较直观，监测结果的可信度大；2.能自动实现泵故障原因的准确定位。1.要求安装较多的专用传感器，成本高；2.电场、磁场、温度、振动等的综合分析要求复杂的计算方法，软件成本及技术含量高。间接监测法1.分析算法及方法均较为简单；2.不需要安装额外的检测传感器设备，硬件成本非常低；3.采用相关信息的集成分析策略，能够反映辅助系统的多方面故障状态。1.要求对泵的启停规律进行长期总结，要求建立完备的专家诊断知识库；2.对泵设备的诊断要求集成分析多个相关信息；3.无法实现泵本体故障定位，故障定位需人工干预实现。因此，对于水电厂的辅助泵设备，为节约工程成本，可采用间接监测法。泵的在线监测与分析模型

泵的在线监测与分析模型1）以人工离线分析为基础，结合现场专家经验、试验结果、典型案例，对历史数据进行离线分析与总结，以此为基础，建立相应的专家知识库系统，包括特征提取策略，诊断阈值系统，异常事件与故障对应库，关联信息集成分析策略，多维向量的协同式智能推理与诊断机制等。2)提取特征参数，依据已建立专家诊断知识库系统，对故障进行诊断并实现定位。3）在实时分析过程中总结与发现问题，不断完善专家诊断知识库内容，因为专家诊断知识库的完备性，是决定泵设备故障诊断能否实现的基础。因此，当自动分析过程中未能得出诊断结论时，则请求人工离线干预分析，借助专家的经验及理论知识，获得人工分析结论，以补充专家诊断知识库，使其日趋完备。

泵的在线监测中的关键技术1、监测量及特征提取泵的在线监测中的关键技术2、阈值系统的建立阈值系统的建立实质是确定某个数值，泵启动或停止超过这个数值，即定义为泵的异常启动状态。主要通过以下几个方面获取阈值系统：1）与相应专家的广泛交流，并对专家传授知识的积累与总结；2）对电厂海量历史数据的分析与总结；3）对各类试验结果的分析、总结与提炼；4）对水电厂现场出现的典型案例进行分析与总结。泵的在线监测中的关键技术异常名称诊断阈值异常名称诊断阈值1#机组油泵停运时间过长1440秒1#机组油泵停运时间过短120秒1#机组油泵启动时间过长33秒1#机组油泵启动时间过短20秒2#机组油泵停运时间过长960秒2#机组油泵停运时间过短110秒2#机组油泵启动时间过长30秒2#机组油泵启动时间过短21秒3#机组油泵停运时间过长2400秒3#机组油泵停运时间过短125秒3#机组油泵启动时间过长29秒3#机组油泵启动时间过短22秒泵的在线监测中的关键技术3、泵异常启动与故障对应关系

异常名称异常定义及可能原因高压气机停运时间过长高压气机不能自动启动控制回路故障等启泵压力开关定值漂移等。高压气机停运时间短1、压油槽补气阀开启补气；2、高压气系统漏气；3、启机压力开关定值漂移等。高压气机运行时间过长1、压油槽补气阀开启；2、高压气机效率降低；3、高压气系统漏气；3、停机压力开关定值漂移等。高压气机运行时间过短1、停机压力开关定值漂移；2、气机故障退出；3、控制回路出现故障等。多高压气机同时运行多台机组压油槽补气；气管路破裂，大量漏气；主机效率明显降低等。泵的在线监测中的关键技术4、关联信息的选取和计算仅对泵设备的启停时间分析不足以准确地定位泵设备及相应设备的具体故障形式，应结合关联信息的监测才能实现故障的准确定位。压油泵启动频繁可能是由：1）油系统漏油；2）压油槽及补气阀门漏气；3）机组调节频繁，正常耗油量大等。仅根据油泵停运时间短，不足以体现其具体故障，因此，必须结合对关联信息的判断与评价。

泵的在线监测中的关键技术4、关联信息的选取和计算选取接力器总位移大小来体现机组正常用油量

泵的在线监测中的关键技术4、关联信息的选取和计算选取压油槽高压气体体积作为判断的是否漏气的依据。

泵的在线监测中的关键技术4、关联信息的选取和计算

再以水电厂高压气泵的异常启停为例，当高压气泵停泵时间过短时，高压储气罐的压力下降速度较快，显然有多方面原因导致该现象出现，其中最重要的两个原因是：（a）高压储气罐漏气；（b）压油槽补气阀门开启，高压气罐向压油槽补气。（c）高压气机启动的压力定值漂移增大。显然，不结合其他关联监测量，在诊断出高压气机停运时间过短时，无法准确定位高压气机出现停泵时间过短的具体原因，必须结合压油槽补气阀的动作情况才能实现故障的准确定位。

泵的在线监测中的关键技术4、关联信息的选取和计算

在自动分析泵的故障时，可计算的关联信息量包括：1）模拟量实时值的大小，即在泵启动或停止时刻关联模拟量的幅值大小。2）模拟量变化总幅值，在泵启动或停止过程模拟量变化的总幅度大小。3）模拟量变化次数，在泵启动或停止过程模拟量幅值变化的次数。4）数字量变化次数，在泵启动或停止过程数字量变化的总次数。5）启泵停泵时模拟量变化趋向量M，在泵设备相邻两次停泵或启泵时刻，关联模拟量幅值比较情况，模拟量增加则置M值为正，且M大小为变化的幅度，否则则置M值为负，且M值的大小为变化幅度。6）模拟量变化速度，在泵设备上次动作到当前时间模拟量的变化速度，主要指相应受控模拟量的变化速度，包括相关压力、油位、水位的变化速度。

泵的在线监测中的关键技术5、推理与诊断机制以调速油系统压油槽异常启/停为例，压油泵停止时间过短（油泵启动频繁）的推理与诊断流程

泵的在线监测中的关键技术5、推理与诊断机制以高压气机停运时间过短事件为例，其的推理与诊断步骤如下所示：1）判断高压气机停运时间是否小于某阈值，若满足，转入步骤2），否则结束。2）自动判断高压气机启动时高压气罐气压值P是否处于某区间内，若不满足，给出启机压力定值漂移故障，否则转入步骤3）。3）检查在气机停运时间内，是否向压油槽补气，若有给出事件原因：压油槽补气阀开启补气；否则转入步骤4）。4）定义为未知原因，自动请求人工干预分析，通过专家的现场经验，获得有效的诊断结论。

水电厂泵的远程在线监测系统水电厂泵的远程在线监测系统水电厂泵的远程在线监测系统水电厂泵的远程在线监测系统水电厂泵的远程在线监测系统水电厂泵的远程在线监测系统六、状态监测中的趋势分析方法趋势分析的定义趋势分析是指以时间为变量，待分析的量为因变量，对因变量随时间的变化规律进行统计的一种方法，是人类发掘事物本质的最常用的方法之一。在发电设备状态监测过程中，故障的发展一般是渐变的，是一个从量变到质变的过程，而不是突发性的过程。缓慢性故障的这一特性使得趋势分析法是设备故障诊断的最重要手段。